0 引言
近年来，准噶尔盆地以石炭系烃源岩为源的天然气勘探取得了较为重大的成果，主要分布在克拉美丽地区的克拉美丽气田和五彩湾气田石炭系气藏。该区分布有石炭系2套烃源岩：松喀尔苏组下段（C1 s b）和滴水泉组（C1 d），为该区天然气提供了充足的物质基础［1］。但在天然气—烃源岩对比研究中，对石炭系松喀尔苏组下段烃源岩分布较为落实，而对滴水泉组烃源岩分布并未落实，且对该套烃源岩的生烃特征及生气能力认识很局限，滴南凸起南带天然气是否存在这套烃源岩的贡献尚存争议。另外，石炭系不同沉积层系烃源岩因其地球化学指标（包括生物标志物参数、有机质类型及热演化程度等）特征很相似，难以确定该区天然气主要是来自石炭系的哪一套烃源岩，不同学者研究结果也存在较大争议［2-8］，如张生银等［2］认为克拉美丽气田石炭系气藏来源单一，主要是松喀尔苏组下段烃源岩贡献，而五彩湾气田石炭系气藏表现为混源特征，松喀尔苏组下段和滴水泉组烃源岩均有贡献；颜永何等［5］认为克拉美丽气田和五彩湾气田石炭系气藏均可能来源于松喀尔苏组下段烃源岩；向才富等［7］认为克拉美丽气田与五彩湾气田石炭系气藏为单源，天然气性质差异主要是由于烃源岩成熟度分布及天然气运移的控制；潘长春等［8］认为克拉美丽地区石炭系凝析油主要来自滴水泉组烃源岩，少量混有松喀尔苏组下段烃源岩和二叠系烃源岩的贡献。上述因素对油气源的对比及油气勘探有着较大的制约，也构成了石炭系油气研究与勘探重点要解决的问题之一。
本文通过对克拉美丽地区石炭系2套烃源岩生烃潜力及生气特征进行研究，并采用正构烷烃碳同位素分析技术分析了天然气伴生的凝析油的来源，探讨了克拉美丽地区石炭系天然气的成因。
1 研究区概况
克拉美丽气田是准噶尔盆地已发现的最大气田，位于盆地东部滴南凸起上，构造上位于准噶尔盆地中央凹陷东北部，呈近东西向狭长带状分布，北邻滴水泉凹陷，南面与东道海子凹陷和五彩湾凹陷相邻（图1），整体为东高西低的鼻状构造，发育一系列近东西向断裂，构造条件十分有利。该区滴南凸起南带近几年不断获得突破，先后在滴探1井、美6井、美8井石炭系获得工业油气流。五彩湾气田主要位于五彩湾凹陷，其发现的石炭系气藏规模相对较小，目前尚未获得大的突破。克拉美丽地区石炭系气层主要分布于上石炭统巴山组（C2 b）及下石炭统松喀尔苏组上部（C1 s a），上石炭统巴山组（C2 b）岩性以中基性火山岩为主，下石炭统松喀尔苏组上部（C1 s a）岩性以沉积岩为主夹火山岩体，下部以酸性火山岩为主［9-10］。石炭系中酸性火山岩储层广泛发育，储层规模大。石炭系可形成2套储盖组合：第1套：上石炭统巴山组（C2 b）为储层，二叠系（P）为盖层；第2套：下石炭统松喀尔苏组下部（C1 s b）内部火山岩体为储层，周围烃源岩为盖层。石炭系储层平均孔隙度为9.60%，平均渗透率为0.161×10-3 μm2，为中孔特低渗储层。
2 实验分析
2.1 烃源岩热模拟实验
选取DX8井和C28井石炭系松喀尔苏组（C1 s b）烃源岩，D15井石炭系滴水泉组（C1 d）烃源岩进行黄金管—高压斧热模拟实验，样品分布如图1所示。其中，DX8井烃源岩TOC值为7.45%，氢指数为160.1 mg/g，T max值为448 ℃，C28井烃源岩TOC值为1.31%，氢指数为86.26 mg/g，T max值为445 ℃，D15井烃源岩TOC值为1.68%，氢指数为122.7 mg/g，T max值为450 ℃。
烃源岩热模拟实验条件为：加热炉从室温以20 ℃/h速率升温至320 ℃，然后以2 ℃/h速率升温至600 ℃，间隔40 ℃取一个点，320 ℃、360 ℃、400 ℃、440 ℃、480 ℃、520 ℃、560 ℃、600 ℃共计8个温度点的热模拟气产物进行碳同位素分析和色谱定量分析。
2.2 原油正构烷烃单体碳同位素分析
选取滴南凸起和五彩湾凹陷石炭系原油，原油井位分布见图1。原油在进行正构烷烃单体碳同位素分析前，首先进行硅胶柱层析分离获得饱和烃，然后采用尿素络合处理饱和烃分离获得正构烷烃组分，正构烷烃挥发试剂至合适浓度进行碳同位素分析。单体正构烷烃碳同位素分析采用Agilent 6890-Isoprime型GC-IRMS联用仪，色谱柱为 HP-5MS柱（30 m×0.25 mm×0.25 μm），色谱柱升温条件为：初始温度为80 ℃，恒温1.5 min，以20 ℃/min 速率升温至130 ℃，然后再以4 ℃/min速率升温至290 ℃，恒温15 min，仪器碳同位素校正标准样品为购于Indiana大学的正构烷烃混合标准样品（nC12~ nC35），平行样碳同位素测定结果的偏差小于0.5‰。
3 结果与讨论
3.1 克拉美丽地区石炭系天然气地球化学组成特征
五彩湾气田天然气甲烷碳同位素值分布较分散，主要分布在-37.7‰~-28.3‰之间，乙烷碳同位素值主要分布在-27.0‰~-22.9‰之间，克拉美丽气田天然气甲烷碳同位素值主要分布在-31.8‰~-28.5‰之间，整体高于五彩湾气田，乙烷碳同位素值主要分布在-28.6‰~-25.6‰之间。
天然气成因和来源判识主要依据其碳同位素值［11］。从天然气乙烷碳同位素特征来看，克拉美丽地区石炭系天然气乙烷碳同位素值基本高于-29‰，表明该区天然气为腐殖型气，前人［2］根据天然气的δ13C—C1/C2+3图版判断出克拉美丽地区石炭系天然气均为煤成气，根据戴金星等［12］建立的煤成气甲烷碳同位素与成熟度计算公式，可推断出五彩湾凹陷石炭系天然气成熟度分布在0.8%~1.9%之间，达到成熟到高成熟阶段，克拉美丽气田天然气甲烷碳同位素相对五彩湾气田偏重，分布范围更窄，成熟度分布在1.3%~1.9%之间，为高成熟天然气，但克拉美丽气田天然气乙烷碳同位素值较五彩湾气田成熟气要偏低，说明二者生烃母质来源有一定差异，克拉美丽气田天然气更可能来源于类型更好的烃源岩，与五彩湾气田天然气烃源岩有所不同。
3.2 克拉美丽地区石炭系（C1 s b、C1 d）2套烃源岩生烃特征对比
石炭系滴水泉组（C1 d）和松喀尔苏组下段（C1 s b）2套烃源岩地球化学参数见图3和图4，从烃源岩TOC含量和氢指数含量图中可以看出，井下钻揭的滴水泉组（C1 d）烃源岩TOC含量为0.44%~6.28%，平均值为1.25%，热解生烃潜量（S 1+S 2）分布在0.13~3.70 mg/g之间，平均值为0.72 mg/g，整体属于差—较好烃源岩，少量为好烃源岩；松喀尔苏组下段（C1 s b）烃源岩有机碳分布相对较散，个别炭质泥岩有机碳含量高，主要分布在0.23%~6.03%之间，平均值为1.52%，热解生烃潜量（S 1+S 2）分布在0.07~31.04 mg/g之间，平均值为3.05 mg/g，属于较好—好烃源岩范围。
从烃源岩氢指数和T max值关系图可以看出，滴水泉组（C1 d）烃源岩氢指数主要分布在12.96~119.05 mg/g之间，烃源岩有机质类型以Ⅲ型为主，少量Ⅱ型有机质，松喀尔苏组下段（C1 s b）烃源岩氢指数主要分布在20~546.39 mg/g之间，烃源岩类型相对较好，以Ⅲ型和Ⅱ2型有机质为主，少量Ⅱ1型和Ⅰ型有机质，松喀尔苏组下段（C1 s b）烃源岩存在较为优质的有机质。从烃源岩成熟度指标T max值分布来看，滴水泉组（C1 d）烃源岩T max值主要分布在442~488 ℃之间，松喀尔苏组下段（C1 s b）烃源岩T max值主要分布在424~484 ℃之间，2套烃源岩均达到成熟至高成熟演化阶段，均具备生气条件。
石炭系滴水泉组（C1 d）烃源岩成熟度R O值分布在1.08%~1.50%之间，石炭系松喀尔苏组下段（C1 s b）烃源岩成熟度R O值分布在0.76%~1.90%之间，2套烃源岩均处于成熟—高成熟演化阶段，成熟度变化范围很宽，克拉美丽气田与五彩湾气田天然气组成及碳同位素差异，可能是由于烃源岩中有机质类型差异和成熟度分布差异导致。根据松喀尔苏组下段（C1 s b）烃源岩在整个平面上成熟度分布来看［9］，滴南凸起南带成熟度整体较高，达到高成熟阶段，天然气干燥系数分布在0.96~0.99之间，向北向东烃源岩成熟度逐渐降低，滴南凸起北部达到低成熟—高成熟阶段，天然气干燥系数分布在0.88~0.96之间，五彩湾凹陷达到低成熟—高成熟演化阶段，天然气干燥系数分布在0.80~0.89之间，烃源岩成熟度与天然气组成特征在平面上分布相一致，说明石炭系烃源岩的展布与热演化程度控制了该区油气性质特征。
3.3 克拉美丽地区石炭系（C1 s b、C1 d）2套烃源岩热解生气特征
克拉美丽地区石炭系2套烃源岩热模拟产物碳同位素分析结果见表1和图5。从实验结果上来看，在320~600 ℃范围内， DX8井石炭系松喀尔苏组（C1 s b）烃源岩生成天然气的累积δ13C1值分布在-38.8‰~-26.6‰之间，δ13C2值分布在-29.6‰~-12.6‰之间，干燥系数C1/C1-5值分布在0.75~0.99之间，C28井烃源岩生成天然气的累积δ13C1值分布在-39.1‰~-27.6‰之间，δ13C2值分布在-30.6‰~-20.9‰之间，干燥系数C1/C1-5值分布在0.78~0.99之间，D15井石炭系滴水泉组（C1 d）烃源岩生成天然气的累积δ13C1值分布在-39.5‰~-27.2‰之间，δ13C2值分布在-29.8‰~-16.0‰之间，干燥系数C1/C1-5值分布在0.81~0.99之间。在高温（440~560 ℃）热解阶段，2套石炭系烃源岩生成的甲烷碳同位素值与克拉美丽地区天然气的甲烷碳同位素值基本一致。
表1 克拉美丽地区石炭系烃源岩热模拟生气特征Table 1 Characteristics of gas from thermal simulation of Carboniferous source rocks in Kelameili area |
| 层位 | 样品编号 | 组分 | 不同温度下碳同位素值/‰ | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 320 ℃ | 360 ℃ | 400 ℃ | 440 ℃ | 480 ℃ | 520 ℃ | 560 ℃ | 600 ℃ | |||
| C1 s b | DX8井 | 甲烷 | -30.89 | -37.7 | -38.8 | -34.9 | -30.4 | -29.4 | -28.8 | -26.6 |
| 乙烷 | / | -29.6 | -26.9 | -23.2 | -14.0 | -12.6 | / | / | ||
| 丙烷 | / | -26.2 | -23.5 | -20.3 | / | / | / | / | ||
| C1/C1-5 | 0.85 | 0.75 | 0.76 | 0.88 | 0.98 | 0.98 | 0.99 | 0.99 | ||
| C28井 | 甲烷 | -35.74 | -38.8 | -39.1 | -35.2 | -32.6 | -30.4 | -28.7 | -27.6 | |
| 乙烷 | / | -30.6 | -26.9 | -21.5 | -20.9 | / | / | / | ||
| 丙烷 | / | -29.5 | -24.8 | -18.2 | -22.6 | / | / | / | ||
| C1/C1-5 | / | 0.78 | 0.81 | 0.90 | 0.91 | 0.98 | 0.99 | 0.99 | ||
| C1 d | D15井 | 甲烷 | -31.65 | -38.3 | -39.5 | -36.3 | -30.8 | -29.1 | -27.7 | -27.2 |
| 乙烷 | / | -29.8 | -27.5 | -24.6 | -16.0 | / | / | / | ||
| 丙烷 | / | -26.6 | -24.6 | -21.8 | / | / | / | / | ||
| C1/C1-5 | 0.81 | 0.87 | 0.91 | 0.95 | 0.98 | 0.99 | 0.99 | 0.99 | ||
石炭系松喀尔苏组烃源岩和滴水泉组烃源岩热模拟生气量结果见图6。
从图6中可以看出，随着热解温度的升高，石炭系烃源岩产气率逐渐增大，在600 ℃时基本达到最大产气量，松喀尔苏组下段烃源岩DX8井总产气量为188.98 kg/tTOC，C28井烃源岩总产气量为165.99 kg/tTOC，滴水泉组烃源岩D15井总产气量为167.41 kg/tTOC，说明2套烃源岩生气能力接近，均具有较好的生气潜力。
3.4 克拉美丽地区石炭系气藏伴生凝析油正构烷烃碳同位素分布特征
克拉美丽地区气藏同时伴有油质较轻的原油产出，原油密度基本小于0.800 g/cm3，据国家标准《凝析气藏相态特征确定技术要求（SY/T6101—2012）》［13］规定：“油罐油密度<0.770 g/cm3，气油比>500 m3/m3”。在克拉美丽、滴南地区和五彩湾凹陷石炭系油气藏中选取DX21井等19口井原油，原油密度分布在0.755 0~0.775 3 g/cm3之间，气油比分布在2 725~73 644 m3/m3之间，选取样品均为伴生凝析油。而对于高成熟凝析油而言，难以找到相匹配烃源岩进行油源研究，且受成熟度的影响［14-15］，常规生物标志物无法用于高成熟凝析油油源准确分析。正构烷烃单体碳同位素可以从分子级别反映单个化合物的来源，正构烷烃碳同位素分布特征受成熟度影响较小，为油—油及油—源对比提供了一个有效方法，已被广泛用于油源研究［16-22］。
克拉美丽地区石炭系凝析油正构烷烃碳同位素组成分布曲线（图8）呈3种模式分布：①与滴水泉组（C1 d）烃源岩正构烷烃单体碳同位素分布相似呈“下降”型，随着正构烷烃碳数增加，碳同位素值逐渐变低，如克拉美丽气田的D103井、DX10井、K002井、M8井原油，五彩湾气田的C27井、C55井原油；②与松喀尔苏组下段（C1 s b）烃源岩正构烷烃单体碳同位素分布相似呈“水平”型，随着正构烷烃碳数的增加，碳同位素值基本保持不变，如克拉美丽气田的M11井原油，五彩湾气田的C401井原油；③与滴水泉组（C1 d）和松喀尔苏组下段（C1 s b）烃源岩正构烷烃单体碳同位素分布特征均有差异，认为是2套烃源岩混源造成的，在C19之前，随着正构烷烃碳数增加，碳同位素值逐渐变低，在C19以后，随着正构烷烃碳数的增加，碳同位素值基本保持不变，如克拉美丽气田的DX21井、DX33井、DX14井、DX17井、DX182井、DX403井、M003井原油，五彩湾气田的C31井、C25井、C54井、C201井原油。
正构烷烃碳同位素组成特征表明克拉美丽地区石炭系气藏伴生凝析油主要为滴水泉组（C1 d）烃源岩与松喀尔苏组下段（C1 sb）烃源岩混源，少量井为单源充注。
4 结论
（1）研究区石炭系松喀尔苏组下段为较好—好烃源岩，有机质类型相对较好，以Ⅲ型和Ⅱ2型为主，少量Ⅱ1型和Ⅰ型，滴水泉组为差—较好烃源岩，有机质类型以Ⅲ型为主，少量Ⅱ型有机质，2套烃源岩成熟度均达到成熟—高成熟阶段，热解实验显示：2套烃源岩生气能力接近，均具备较好的生气潜力。
（2）克拉美丽地区石炭系天然气主要为湿气，其中克拉美丽气田天然气为高成熟的腐殖型气，五彩湾气田天然气主要为成熟—高成熟的腐殖型气。
（3）石炭系气藏天然气及伴生凝析油正构烷烃单体碳同位素特征显示，该区石炭系气藏伴生凝析油主要为滴水泉组烃源岩及松喀尔苏组下段烃源岩混源成因，部分井为单源充注。
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